第10章 油層非均質(zhì)性

第10章油層非均質(zhì)性研究油層非均質(zhì)性，實際是指儲層非均質(zhì)性。在油氣藏的形成中，生油巖、儲集層、蓋層、圈閉、運移、保存諸條件缺一不可。在其他條件具備的前提下，研究儲層是研究油氣藏的核心，儲層是勘探、開發(fā)的直接目的層。其特征與油氣儲量、產(chǎn)量及產(chǎn)能密切相關。儲層非均質(zhì)性的研究是儲層描述和表征的核心內(nèi)容。1一、儲層非均質(zhì)性的概念

儲層非均質(zhì)性：油氣儲層在漫長的地質(zhì)歷史中，經(jīng)歷了沉積、成巖以及后期構造作用的綜合影響。它使儲層的空間分布及內(nèi)部的各種屬性（如孔隙度、滲透率、孔隙結構等）都存在不均勻的變化，這種變化稱之為儲層的非均質(zhì)性。

影響因素:

1．沉積作用的影響無論是碎屑巖還是碳酸鹽巖儲層，沉積環(huán)境不同是影響儲層非均質(zhì)性的重要因素。由于沉積條件不同，造成碎屑顆粒的礦物成分、粒度、分選程度、堆積和充填形式、膠結類型、砂體形態(tài)、側向連續(xù)性、縱向連通性等都不相同，從而導致儲層的巖性、物性和內(nèi)部結構、層理構造在縱向上和橫向上都有不同程度的差異，即存在非均質(zhì)性。2

2．成巖作用的影響

成巖作用對儲層孔隙的改造、保存和破壞起著很重要的作用。例如溶解作用產(chǎn)生次生孔隙，使儲集性能變好；壓實作用使儲層變致密，儲集性能變差。3．構造作用的影響

構造運動所產(chǎn)生的斷層和裂縫對儲層非均質(zhì)性有一定影響。垂直和較大角度的斷層由于其封閉性，不但可以使原來連通的地層錯開，變成不連通，也可以由于其開啟性使不同年代的地層串通起來，從而增加儲層非均質(zhì)性程度。一些延伸很遠的裂縫若不密封，可能使水沿裂縫串流，造成嚴重的平面矛盾，降低油田的開發(fā)效果。例如扶余油田。

總之，儲層的非均質(zhì)性是絕對的，而均質(zhì)是相對的。一般陸相儲層的非均質(zhì)程度高于海相儲層。我國目前已發(fā)現(xiàn)的油氣儲量90%來自陸相沉積地層，并且絕大多數(shù)為注水開發(fā)。因此，儲層非均質(zhì)性的研究水平將直接影響到儲層中油氣水分布規(guī)律的認識和開發(fā)效果的好壞以及最終采收率。3二、儲層非均質(zhì)性的分類

一般將儲層非均質(zhì)性分為宏觀非均質(zhì)性和微觀非均質(zhì)性兩大類，而宏觀非均質(zhì)性又包括層內(nèi)非均質(zhì)性、平面非均質(zhì)性和層間非均質(zhì)性。微觀非均質(zhì)性是指研究巖石孔隙結構的非均質(zhì)性。

層內(nèi)非均質(zhì)性宏觀非均質(zhì)性平面非均質(zhì)性儲層非均質(zhì)性層間非均質(zhì)性微觀非均質(zhì)性4（一）宏觀非均質(zhì)性

1．層內(nèi)非均質(zhì)性：

是指一個單砂層規(guī)模內(nèi)垂向上的儲層性質(zhì)變化。包括層內(nèi)垂向上滲透率的差異程度、最高滲透率段所處的位置、層內(nèi)粒度韻律、滲透率韻律及滲透率的非均質(zhì)程度、層內(nèi)不連續(xù)的泥質(zhì)薄夾層的分布。層內(nèi)非均質(zhì)性是直接控制和影響單砂層儲層內(nèi)注入劑波及體積的關鍵地質(zhì)因素。52．平面非均質(zhì)性：

是指一個儲層砂體的幾何形態(tài)、規(guī)模、連續(xù)性，以及砂體內(nèi)孔隙度、滲透率的平面變化所引起的非均質(zhì)性。它直接關系到注入劑的波及效率。1）砂體幾何形態(tài)砂體幾何形態(tài)是砂體各向大小的相對反映。砂體幾何形態(tài)的地質(zhì)描述一般以長寬比進行分類。

①席狀砂體：長寬比近似于1:1，平面上呈等軸狀

②土豆狀砂體：長寬比小于3:1③帶狀砂體：長寬比3:1～20:1之間

④鞋帶狀砂體：長寬比大于20:1⑤不規(guī)則砂體：形態(tài)不規(guī)則，一般有一個主要延伸方向。6

2）砂體規(guī)模及各向連續(xù)性

重點研究砂體的側向連續(xù)性。一般描述砂體長度，砂體寬度或?qū)捄癖?，也可用鉆遇率來表征。按延伸長度可將砂體分為五級：一級：砂體延伸大于2000m，連續(xù)性極好。

二級：砂體延伸1600～2000m，連續(xù)性好。

三級：砂體延伸600～1600m，連續(xù)性中等。

四級：砂體延伸300～600m，連續(xù)性差。

五級：砂體延伸小于300m，連續(xù)性極差。

鉆遇率：表示在一定井網(wǎng)下對砂體的控制程度。

鉆遇率=（鉆遇砂層井數(shù)／總井數(shù)）╳100％7

3）砂體的連通性指砂體在垂向上和平面上的相互接觸連通?？捎蒙绑w配位數(shù)、連通程度和連通系數(shù)表示。

①砂體配位數(shù)：與某一個砂體連通接觸的砂體數(shù)。

②連通程度：指連通的砂體面積占砂體總面積的百分數(shù)。

③連通系數(shù)：連通的砂體層數(shù)占砂體總層數(shù)百分比。4）砂體內(nèi)孔隙度、滲透率的平面變化及方向性編制孔隙度、滲透率及滲透率非均質(zhì)程度的平面等值線圖，表征其平面變化。研究的重點是滲透率的方向性，它直接影響到注入劑的平面波及效率。83．層間非均質(zhì)性：

是對一套砂泥巖間互的含油層系的總體研究。屬層系規(guī)模的儲層描述。包括各種沉積環(huán)境的砂體在剖面上交互出現(xiàn)的規(guī)律性，以及作為隔層的泥質(zhì)巖類的發(fā)育和分布規(guī)律，即砂體的層間差異。如砂體間滲透率的非均質(zhì)程度的差異。9（二）微觀非均質(zhì)性：

油層巖石的微觀非均質(zhì)性是指微觀孔道內(nèi)影響流體流動的地質(zhì)因素，主要包括孔隙結構特征、粘土基質(zhì)等。10三、油層宏觀非均質(zhì)性的研究（一）研究方法

1．數(shù)學統(tǒng)計法（概率法）

對影響油層非均質(zhì)性的主要指標，如油層的滲透率、孔隙度、有效厚度，用數(shù)學統(tǒng)計法表達油層的非均質(zhì)程度。右圖能夠直觀表示參數(shù)的分布情況，可以看出該油層滲透率一般是（200-600）×10-3um2，小于100或大于800×10-3um2的占的比例很小。圖中參數(shù)分布越分散（分布范圍越寬），油層非均質(zhì)性越嚴重112．系數(shù)法

當評價和對比油層在平面和剖面上的非均質(zhì)性時，常常應用以下幾個系數(shù)。（1）砂巖系數(shù)Kn

是指油層剖面中砂巖厚度與油層總厚度之比，即

Kn=h砂/h總也就是油層剖面中砂巖的含量。一般先計算單井的Kn值，然后再把整個油田所有井的Kn值進行算術平均，求出整個油田的Kn值。

Kn值越接近1，表示均質(zhì)程度越好。（2）連通系數(shù)K連是表示上、下砂層連通區(qū)面積與油藏(油砂體)總面積之比。

K連=S連/S總這一系數(shù)表示油層縱向上和平面上的連通性。K連越接近1，表示油層連通性越好。12(3)單層突進系數(shù)

例如滲透率突進系數(shù)：表示砂層中最大滲透率與砂層平均滲透率的比值。

Tk=Kmax/K式中Tk——滲透率突進系數(shù)；

K——表示單油層（或砂層）中各相對均質(zhì)小層段的滲透率平均值；

Kmax——層內(nèi)最大滲透率，一般以砂層內(nèi)滲透率最高的相對均質(zhì)小層段的滲透率表示。

當Tk＜2為均質(zhì)型，

Tk為2—3時為較均質(zhì)型，

Tk＞3時為不均質(zhì)型。這一系數(shù)也可用以表示孔隙度的均質(zhì)程度。13（4）均質(zhì)系數(shù)(Kp)

表示砂層中平均滲透率與最大滲透率的比值。

Kp=K/Kmax

均質(zhì)系數(shù)的變化范圍是0＜Kp＜1。

Kp值越接近1，油層均質(zhì)性越好。14

變異系數(shù)是一數(shù)理統(tǒng)計的概念，用于度量統(tǒng)計的若干數(shù)值相對于其平均值的分散程度或變化程度。用下式求解：式中Vk——滲透率變異系數(shù)；

Ki——層內(nèi)某樣品的滲透率值i＝l、2、3……n；

K——層內(nèi)所有樣品滲透率的平均值；

n——層內(nèi)樣品個數(shù)。

一般，當

Vk<0.5時為均質(zhì)型，表示非均質(zhì)程度弱。

0.5≤Vk≤0.7時為較均質(zhì)型，表示非均質(zhì)程度中等。

Vk＞0.7為不均質(zhì)型，表示非均質(zhì)程度強。（5）變異系數(shù)（偏差系數(shù)）Vk

15（二）儲層宏觀非均質(zhì)性對注水開發(fā)的影響

在多油層油田的注水開發(fā)中，儲層宏觀非均質(zhì)性直接影響注水開發(fā)的效果，主要表現(xiàn)在：1．層間非均質(zhì)性導致“單層突進”

由于各單層之間的非均質(zhì)性主要表現(xiàn)為滲透率的差異，其滲透率大小相差幾倍、幾十倍甚至高達數(shù)百倍。所以在籠統(tǒng)注水和采油的條件下，注入水首先沿著連通性好、滲透率高的層迅速突進，使注入水很快進入采油井，造成油井含水率迅速提高甚至水淹停產(chǎn)。而低滲透層動用程度低，大部分原油殘留地下形成“死油”，從而降低了水淹厚度系數(shù)。162．平面非均質(zhì)性導致“平面舌進”

由于油層的平面非均質(zhì)性，使各單油層在平面往往呈不連續(xù)分布形成許多面積不大的油砂體。有的小油砂體只被少數(shù)井鉆到甚至漏掉，造成注水開發(fā)時油層邊角處的“死油區(qū)”和被鉆井漏掉的“死油區(qū)”。此外由于平面上滲透率的差異，使注入水沿著平面上高滲透帶迅速“舌進”，而中、低滲透帶相對受注水驅(qū)動減小，因而降低了水淹面積系數(shù)。173．層內(nèi)非均質(zhì)性導致層內(nèi)“死油區(qū)”

注入水總是首先沿著層內(nèi)相對高的滲透帶突進，而同一層中的其余部分卻不易受注入水的沖洗，成為“死油區(qū)”。此外，層內(nèi)的沉積構造造成滲透率的各向異性也影響注水效果，例如，對斜層理砂巖來說，在順層理傾向、逆層理傾向和平行層理走向都具有不同的滲透率，繼而影響注水開發(fā)的驅(qū)油效率。大慶油田對斜層理砂巖儲層進行了模擬實驗，測量了不同方向的水驅(qū)采收率。結果表明，平行層理走向，采收率最高；逆層理傾向，采收率次之；而順層理傾向，采收率最低。注水傾向無水采收率（%）最終采收率（%）注入水占孔隙體積倍數(shù)順層理傾向2．8421．31．07逆層理傾向19．448．52．5平行層理走向34．653．21．0斜層理砂巖不同注水方向的驅(qū)油效率18綜上所述，儲層的宏觀非均質(zhì)性，主要表現(xiàn)為滲透率的非均質(zhì)性，造成了油田開發(fā)中的“層間矛盾”、“平面矛盾”和“層內(nèi)矛盾”，這三大矛盾是多油層注水開發(fā)的基本矛盾，對于多油層注水開發(fā)的油田來說，油田開發(fā)的過程就是不斷地暴露、研究和解決三大矛盾的過程，三大矛盾處理得好，就能保持油田的穩(wěn)產(chǎn)高產(chǎn)，就能提高最終采收率。19四、油層微觀非均質(zhì)性的研究

油層巖石的微觀非均質(zhì)性是指微觀孔隙和喉道內(nèi)影響流體流動的地質(zhì)因素，主要包括孔隙結構特征、粘土基質(zhì)等。

巖石的孔隙結構是指巖石所具有的孔隙和喉道的幾何形狀、大小、分布及其相互連通的關系。巖石的孔隙系統(tǒng)由孔隙和喉道兩部分組成，孔隙為系統(tǒng)中的膨大部分，連通孔隙的細小部分稱為喉道?？紫妒橇黧w儲存于巖石中的基本儲集空間,而喉道的粗、細特征、分布及其幾何形狀是影響儲集巖滲流特征的主要因素。喉道和孔隙的不同配置關系，可以使儲集層呈現(xiàn)不同的性質(zhì)。20（一）碎屑巖喉道的類型

1．孔隙縮小型喉道

此類孔隙結構屬于大孔粗喉，孔喉直徑比接近于1，巖石的孔隙幾乎都是有效的

2．縮頸型喉道

此類儲集層有較高的孔隙度，但其滲透率卻較低，屬大孔細喉型。

3．片狀或彎片狀喉道

小孔極細喉型。若受溶蝕作用改造后亦可以是大孔粗喉型。4．管束狀喉道當雜基及各種膠結物含量高時，原生的粒間孔隙有時可以完全被堵塞，雜基及膠結物中的微孔隙本身既是孔隙又是喉道，這些微孔隙象一支支微毛細管交叉分布在雜基和膠結物中組成管束狀喉道，孔隙度中等或較低，滲透率則極低，大多小于0.1×10-3u㎡。21（二）研究方法測定巖石孔隙結構的方法很多，目前較常用的有壓汞法、鑄體薄片法、掃描電鏡法等。這里著重介紹壓汞法。

1、壓汞法研究孔隙結構實驗室中經(jīng)常采用壓汞法測定毛管壓力曲線，用毛管壓力曲線研究巖石的孔隙結構。221）毛細管壓力曲線形態(tài)分析

影響毛細管壓力曲線形態(tài)特征的主要因素是：孔隙喉道的集中分布趨勢；孔隙喉道的分布均勻性。這兩個性質(zhì)可以用孔隙喉道歪度和分選系數(shù)來表征。如圖為一組具不同歪度和分選的典型的理論毛細管壓力曲線模式，它們代表了可能存在于實際中的各類儲集層的毛細管壓力曲線形態(tài)。具分選好，粗歪度的儲集層應具較好的儲滲能力。而分選好，細歪度的儲集層，雖具較均勻的孔隙結構系統(tǒng)，但因孔隙喉道太小，其滲透性能可能是很差的。因此，根據(jù)實測毛細管壓力曲線的形態(tài)特征，可以對儲集層的儲滲性能做出定性判別。典型的理論毛細管壓力曲線形態(tài)示意圖232）反映孔喉大小的參數(shù)

(1)排替壓力（Pd）：巖石中潤濕相流體被非潤濕相流體排替所需要的最小壓力。在毛細管壓力曲線上壓力最小的拐點所對應的壓力即為排替壓力。巖石排替壓力越小，說明孔喉越大。（2）最大連通孔喉半徑(rd)：與排驅(qū)壓力相對應的孔喉半徑。也即非潤濕相驅(qū)替潤濕相時所經(jīng)過的最大連通喉道半徑。（3）飽和度中值壓力(Pc50)：指非潤濕相飽和度為50%時，相應的注入曲線所對應的毛管壓力。Pc50愈小，反映巖石滲濾性能愈好。（4）喉道半徑中值(r50)：非潤濕相飽和度為50％時，相應的喉道半徑，它可近似地代表樣品平均孔喉半徑的大小。242．應用數(shù)學統(tǒng)計法研究孔隙半徑均勻程度

了解油層內(nèi)部孔隙的均勻程度,可以先選擇該油層一批巖樣進行切片處理,然后在顯微鏡下統(tǒng)計孔隙直徑大小,最后做出孔隙大小分布曲線。

砂巖孔隙半徑統(tǒng)計分布曲線

圖中孔隙半徑集中在30-60

m之間，呈一正態(tài)分布曲線。顯然，曲線越窄越陡，說明該層孔徑分布越集中，孔徑越均勻；相反，曲線越平緩，說明孔徑大小分散，相差懸殊，巖石非均質(zhì)程度越大。在統(tǒng)計學上常用“極差”和“標準差”兩個指標，表達這種分散程度。251）極差觀測最大孔徑與最小孔徑之差，即：

R=max（X1,X2,X3,…Xn

）—min（X1,X2,X3,…Xn

）式中，R——極差；

Xn是第n個觀測樣品的數(shù)據(jù)。

極差越大，孔徑越分散。極差也可反映滲透率、孔隙度的均勻程度。4）標準差

式中，n為觀測次數(shù)，Li為每次觀測值，Ls為平均值。

同樣也可利用標準差的平方（方差）S2來衡量孔隙半徑的分散程度。

S（或S2）越小，孔徑變化范圍小，越均勻。

S（或S2）越大，孔徑變化范圍大，越不均勻。26（三）微觀非均質(zhì)性與油氣采收率的關系1、儲層孔隙系統(tǒng)中油水的分布

油水在油層孔隙系統(tǒng)中的分布，主要受巖石潤濕性制約。如圖所示，當含水飽和度很低時，水將以環(huán)狀束縛水狀態(tài)存在于孔隙系統(tǒng)中，油則沿巖石顆粒迂回盤繞，成為連續(xù)狀在孔隙系統(tǒng)中分布；當存在自然壓差時，油將形成渠道流狀態(tài)參與流動。隨含水飽和度增加，油水兩相均呈迂回狀，在孔隙系統(tǒng)中都將參與流動。若含水飽和度繼續(xù)增加，最終石油將以油珠的形式呈懸浮狀分布于孔隙中，油珠雖能同水一起流動，但在狹窄喉道中極易被卡而成為阻礙流體流動的障礙。27在注水開發(fā)的油田，驅(qū)替初期，在水濕的油層孔隙系統(tǒng)內(nèi)，在未受到注入水波及的地方，水以束縛水形式吸附于巖石顆粒表面或粒隙尖角的地方，剩下的孔隙空間被油充填。在油水同流的地方，大部分油以渠道流狀態(tài)流動。由于毛細管力等因素的作用，有些油則因水的超前而被堵塞于孔道中，有些油則因注入水的分割包圍成滴狀被滯留于孔隙中?？傊?，水淹后的油層中只剩下被水分割開來的油滴。282、儲層孔隙系統(tǒng)中油水的滲流

具相同粘度的單相流體，在孔隙系統(tǒng)中流動時，其流